AnAílisis-de-los-modelos-matemAíticos-del-flujo-nucleo-anular-en-transporte-de-crudos

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INSTITUTO  POLITECNICO  NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA QUÍMICA 
E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS 
ANALISIS DE  LOS MODELOS MATEMATICOS  DEL FLUJO 
NUCLEO ANULAR EN TRANSPORTE DE CRUDOS 
TESIS 
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE 
INGENIERO QUÍMICO INDUSTRIAL 
P  R  E  S  E  N  T  A 
DINORAH ITZUL HERNANDEZ SANCHEZ 
DIRECTOR DE TESIS: 
DR. MANUEL DE JESÚS MACÍAS HERNÁNDEZ 
MÉXICO D.F.  2015
AGRADECIMIENTOS 
1 Corintios 10:31 
Hacedlo todo para la gloria de Dios. 
Este trabajo es un sello personal a un anhelo de mi corazón, en el cual hubo retos, 
largas noches de estudio, nervios, pero mucha alegría y motivación. 
Gracias primeramente a ti Dios por darme la fuerza, sabiduría, paz y amor 
necesarios para poder cumplir este sueño. 
Gracias a mi Mami  porque ni un solo segundo dudaste de mí con tu 
apoyo invaluable y ese beso acompañándome al salir de casa, gracias a mi Padre 
por su apoyo y palabras cada día. Gracias  Vero y Kary 
por su amor y apoyo expresado de mil formas, LOS AMO. 
Gracias por cada persona que estuvo a lo largo de este camino, a aquellas que 
llegaron  a darme enseñanzas con momentos únicos y que se quedaron para toda 
mi vida, como grandes tesoros. Gracias a quienes descubrieron mi persona y 
decidieron llamarme amiga. 
Gracias a mis profesores que sin duda su esfuerzo se verá reflejado a lo largo de 
mi vida profesional. 
Gracias a mi profesor de tesis Dr. Manuel Macías, por su apoyo y  confianza en la 
realización de esta tesis. 
Nunca consideres el estudio como una 
obligación, sino como una oportunidad 
para penetrar en el bello y maravilloso mundo del saber. 
Albert Einstein.
ÍNDICE 
Introducción  1 
CAPITULO   1.  GENERALIDADES 
1.1 Propiedades del petróleo crudo  2 
1.2 Escenario prospectivo nacional  3 
1.3 El petróleo en el consumo mundial de energía primaria  5 
1.4 Composición del petróleo crudo  7 
1.5 Principales tipos de Petróleo Crudo en México  . 
1.6 Principales Crudos  .  13 
1.7 Crecimiento Nacional  15 
1.8 Clasificación del 
crudo 
1.8.1 Clasificación por sus grados API 
1.8.2 Representativos en el mercado  .  23 
1.8.3 Clasificación por su contenido de azufre  24 
CAPITULO   2.  TÉCNICA DE TRANSPORTE DE CRUDO PESADO  . 
2.1 Antecedentes del transporte de crudo pesado  25 
2.2  Métodos de Transporte del crudo pesado 
2.2.1  Tratamiento térmico  .. 
2.2.2  Dilución  30 
2.2.3  Emulsión 
2.2.4  Mejoramiento 
.
2.2.5  La reducción de la fricción  33 
2.2.6  Flujo Anular 
2.3  Problemática  37 
2.3.1 Antecedentes del Flujo Anular  ..  39 
CAPITULO  3.  FLUJO NUCLEO ANULAR 
3.1 Explicación del Método  ..  41 
3.2 Propiedades del aceite y el agua en el flujo estratificado  42 
3.3 Modelaciones Matemáticas  47 
3.3.1 Modelos con viscosidades bajas 
3.3.1.1 Modelo de Dos Fluidos  47 
3.3.1.2 Modelo Homogéneo  48 
3.3.1.3 Modelo de Dos Dispersiones  49 
50 
51 
51 
52
52
52 
53 
54
3.3.3.4 Modelo de Antonio C 
55 
55
56 
3.3.3.8  56 
3.3.3.9  58 
CAPITULO   4.  ANALISIS DE RESULTADOS 
4.1 Modelos matemáticos utilizados con viscosidades de aceite cercanas al 
agua  9 
60 
64
65 
4.2 Modelos matemáticos utilizados para viscosidades de aceites 0.007­0.035 
67 
67 
68 
4.3 Modelos  72 
72
73 
74
75
76 
4.3.7 Modelo Bannwart 2004 VS Arney et. Al 1993  77 
Conclusiones y Recomendaciones  78 
Índice 
Referencias bibliogra  81
RESUMEN 
La  producción  de  crudos  del  petróleo  es  una  parte  fundamental  en  la  historia  y 
desarrollo  de  cada  país.  En  este  trabajo  se  presenta  una  alternativa  como  la 
técnica de lubricación por Flujo Núcleo Anular para el transporte de crudos, ya que 
es económica, efectiva  y de fácil manejo. El estudio se enfoca sobre la búsqueda 
y análisis de los modelos matemáticos que son empleados para calcular caída de 
presión,  holdup,  velocidad  superficiales  de  agua  y  aceite  principalmente  para 
controlar el transporte, optimizar energía y diseñar tuberías. 
En  el  capítulo  1  se  encuentra  un  panorama  global  del  petróleo  crudo  desde  su 
prospectiva nacional hasta su contexto mundial. Se entiende la composición de los 
crudos  nacionales  y  todas  sus  propiedades  físicas;  la  localización  en  regiones 
nacionales así como los tipos de petróleo más utilizados y los más representativos 
en el mercado. 
En el  capítulo 2 se presentan diferentes  técnicas de  transporte de crudos con  la 
problemática  y  ventajas  en  el  proceso.  Se  han  utilizado  diferentes  técnicas 
manejando  sus  propiedades  de  viscosidades,  densidad,  tensión  interfacial, 
fracción de agua y tipos de aceites. Concretando a  los beneficios de la técnica de 
Flujo Núcleo Anular. 
En el capítulo 3 se da a conocer ampliamente la tecnología de Flujo Nucleo Anular 
desde  su  funcionamiento  hasta  las  estructuras  que  se  estarán  formando  de 
acuerdo a propiedades como cálculos de caída de presión, velocidades de flujos, 
retención  de  líquidos  (hold­up)  principalmente  que  son:  :  Estratificado  perfecto 
(CAFP),  Estratificado  smoth    (S),  Estratificada  con  ondas  (WS),  Estratificada 
ondas/gotas  (WS/D),  Estratificado  con globos de  agua  (S/Gw),  Estratificada  con 
mezcla  en  la  interface  (S&MI)  y   Estratificada mezcla/oil.  (S&M/O);  todo  esto  es 
una  recopilación  de  diferentes  modelos  matemáticos  manejados  con  la  técnica 
Anular,  los  modelos  matemáticos  se  encuentran  a  detalle  es  este  capítulo 
clasificados por viscosidades bajas, medias y altas. 
Finalmente en el capítulo 4 se encuentra un análisis y discusión de cada modelo 
matemático con las misma clasificación de viscosidades, en el cual se ve a detalle 
con diferentes graficas de aplicación de los modelos matemáticos para diferentes 
estructuras de flujo núcleo anular. Se encontró los modelos que presentan menor 
error  para  estructuras  con diferentes  viscosidades  como  el modelo  homogéneo 
con viscosidades bajas de 0.001­0.01Pa.s, el modelo de Atmaca para viscosidades 
de (0.01­0.1Pa.s) y el modelo de Arney para viscosidades de 0.1­100 Pa.s.
1 
INTRODUCCIÓN 
El interés en la producción de crudos incrementa en los años recientes por la alta 
demanda energética a nivel mundial, el crudo pesado representa una tercera parte de la 
reserva hidrocarburos en el mundo y el resto es de ligeros, pero estos son marginados por 
el costo elevado de producción y de transporte. Una alternativa viable para el  transporte 
de crudos pesados del petróleo es la técnica del flujo de núcleo anular que es económica, 
efectiva y de fácil manejo para el transporte de crudos pesados. [21] 
Debido a que los crudos pesados tienes alta viscosidad la técnica del flujo núcleo 
anular  evita  la  fricción  y  la  mayor  caída  de  presión  en  los  tubos  o  ductos.  El  efecto 
lubricante de la película acuosa conduce a la reducción de viscosidades, por lo tanto, en 
su operación de bombeo reduce el consumo de energía según el estudio de Ronaldo G. 
dos Santos, (2005). 
La  técnica de  núcleo  anular  a  fascinado  a  los  investigadores  que  han  realizado 
estudios  experimentales  y  modelamientos  matemáticos  como  Joseph  and  Renardy 
(1993), Oliemans (1986). Los experimentos fueron enfocados hacia los patrones de flujo 
obteniendo  mapas  de  regímenes;  La  modelación  matemática  se  desarrolló  para  los 
cálculos  de  caída  de  presión,  velocidades  de  flujos,  retención  de  líquidos  (hold­up) 
principalmente. 
La  formación de  estructura  en  el  flujo  núcleo anular  o  flujo  aceite­agua,  en este 
caso, son diversas debido a  las propiedades del aceite en viscosidad, densidad,  tensión 
interfacial,  condiciones de  flujo  tanto agua  y  aceite,  siendo  estas:  Estratificado  perfecto 
(CAFP), Estratificado smoth  (S), Estratificada con ondas (WS), Estratificada ondas/gotas 
(WS/D), Estratificado con globos de agua (S/Gw), Estratificada con mezcla en la interface 
(S&MI) y  Estratificada mezcla/oil. (S&M/O).[44] 
Debido  a  esto  en  este  trabajo  se  realizó  una  búsqueda  y  análisis  de  modelos 
matemáticos  de  flujo  núcleo  anular  con  interface  multifásica  con  viscosidades  altas  y 
bajas de aceite para la obtención de caída de presión, velocidades de flujos, retención de 
líquidos, para optimizar, diseñar, controlar el proceso de lubricación de tubos horizontales.
CAPITULO I 
2 
CAPITULO I. GENERALIDADES 
1.1 Propiedades del petróleo crudo 
Se  denomina  petróleo  crudo,  a  la  forma  natural  en  que  se  encuentra  este 
producto al ser extraído directamente del subsuelo, por medio de un pozo. Es por lo 
general de aspecto demasiado viscoso y de color negro, aunque en ocasiones puede 
ser  de  varios  tonos  hasta  ser  incluso  de  aspecto  amarillento,  todo  depende  de  la 
concentración de los tipos de hidrocarburos presentes en la mezcla. 
La  formación  del  crudo  está  asociada  al  desarrollo  de  rocas  sedimentarias 
depositadas  en  las  profundidades  de  los  océanos  o  próximos  al  mar  y  que  es  el 
resultado de procesos de descomposición de organismos de origen vegetal y animal 
a través de los siglos y se ha almacenado en estos grandes depósitos. [28] 
La densidad  del  petróleo  crudo  varía  según  sus  componentes  denominados 
pesados y  ligeros.  Los valores  típicos  de  la  densidad de algunos  tipos de petróleo 
crudo se muestran en la tabla 1.1. [30] 
Tabla 1.1 Densidades de algunos tipos de petróleo a 60 o F 
Tipo de Crudo  Densidad 
Petróleo crudo de México  973 
Petróleo crudo de Texas  873 
Petróleo crudo de California  915 
Petróleo crudo de 48° API  790 
Petróleo crudo de 40° API  825 
Petróleo crudo de 32.6° API  862 
El petróleo es la principal fuente de energía en el mundo. A través de procesos 
de refinación se pueden producir productos de alto valor, como son los combustibles, 
lubricantes,  ceras,  solventes  y  derivados  petroquímicos  tales  como  plásticos  y 
hules. [27]
CAPITULO I 
3 
La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo 
con su  densidad API  (parámetro  internacional  del  Instituto Americano  del Petróleo, 
que diferencia las calidades del crudo). [31] 
El  consumo  mundial  de  energía  primaria  continúa  en  aumento,  el  petróleo  crudo 
forma parte esencial de este portafolio energético global, ocupando el primer lugar de 
la demanda total. La Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2010­2025 presenta 
la visión de la industria petrolera nacional de frente a la reciente estabilización en la 
declinación  de  la  producción  y  la  mejora  en  la  tasa  de  restitución  de  reservas  en 
nuestro país durante los últimos años. 
Los  avances  en  exploración  y  desarrollo  de  reservas  mediante  proyectos  de 
inversión  se  vieron agravados  por  la  contracción  de  la  economía,  que  restringió  el 
financiamiento  a  nivel  mundial  y  mantiene  en  incertidumbre  el  desarrollo  de 
infraestructura  de  exploración  de  yacimientos  y  producción  de  crudo  en  algunos 
países. 
Esta  Prospectiva  parte  del  panorama  mundial  para  después  mostrar  la  evolución 
histórica  nacional  y  finalmente  expone  el  escenario  esperado  de  producción  de 
petróleo crudo en México. 
1.2 Escenario prospectivo nacional 
La Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2010­2025 presenta un escenario de 
la producción de petróleo, en el que por primera vez se considera un alcance de 15 
años  y  en  el  que  se  aprovechan  las  ventajas  que  otorgó  la  Reforma  de  2008, 
principalmente en el aumento de la capacidad de ejecución de Pemex. [31] 
En este nuevo escenario de planeación 2010­2025 se actualizaron, tanto las remisas 
para  la  evaluación de  la  cartera  de proyectos  de Pemex Exploración  y  producción 
(PEP), como la estructura de costos de la industria. 
Además,  consideró  el  comportamiento  más  actual  de  la  fase  de  declinación  del 
yacimiento  de  Cantarell,  mismo  que  influye  directamente  en  la  producción  a  corto
CAPITULO I 
4 
plazo, y  la nueva estrategia de desarrollo para el proyecto Aceite  terciario del Golfo 
(ATG),  en  ambos  casos  la  expectativa  es  menor,  comparada  con  la  última 
prospectiva publicada. 
El portafolio de proyectos de PEP 2010 da origen al escenario de planeación de  la 
Prospectiva  y  se  compone  de  un  total  de  80  proyectos,  que  en  términos  de  la 
inversión  promedio  anual  requiere  un monto  de 312.6 mil millones  de  pesos  en  el 
periodo 2010­2025. En este escenario se obtiene un nivel de producción de aceite de 
3,010 millones de barriles diarios (mbd) en promedio para el periodo 2010­2025 y de 
3,315  mbd  al  final  del  periodo.  Además,  los  proyectos  de  exploración  permitirán 
incorporar reservas de hidrocarburos por 1,877 millones de barriles de petróleo crudo 
equivalente (mmbpce) en promedio anual durante el periodo, reconociendo el riesgo 
geológico  y  la  incertidumbre  asociada  a  cada  localización,  manteniendo  la 
exploración en las cuencas terrestres, aguas someras y profundas. 
En cuanto a los pozos totales a perforar, la actividad estimada será intensa en todo el 
periodo,  ya  que  para  desarrollar  los  proyectos  de  exploración  y  explotación  se 
requerirá de una perforación sin  precedentes en  la  historia del país,  tan  sólo  entre 
2010 y 2025 se estima un acumulado de 24,190 pozos. 
Por el  lado de la distribución del crudo, se estiman mayores cantidades de crudo a 
proceso  en  territorio  nacional,  dadas  las  expansiones  por  la  reconfiguración  de  la 
refinería  en  Minatitlán,  y  el  inicio  de  operación  de  nueva  capacidad  de  refinación 
esperada para 2015 en Tula. Cabe señalar que en el escenario México se mantiene 
como exportador neto y no se contemplan importaciones de crudo pesado, dado que 
la calidad de las mezclas a proceso está garantizada todo el periodo de análisis, y los 
saldos remanentes para exportación se comercializarán en el mercado internacional.
CAPITULO I 
5 
1.3 El petróleo en el consumo mundial de energía primaria 
La  participación  del  petróleo  en  el  consumo  mundial  de  energía  primaria  se  ha 
mantenido  a  la  baja  con  una  tasa  de  reducción  promedio  de  1.1%  a  lo  largo  del 
período 1999­2009. Aunque el consumo mundial de crudo registró un incremento de 
10.2%  en  la  última  década.  Sin  embargo,  en  2009  se  presentó  una  disminución 
histórica de la demanda, que acentúa la tendencia declinante surgida en 2008 a raíz 
de la recesión económica. 
El consumo de energía primaria mundial  registró un crecimiento anual promedio de 
2.1% para el período 1999­2009. En el caso del petróleo, esta tasa alcanzó 1.0% que 
en contrasta con la registrada por el carbón de 4.4%, esta sustitución de energéticos 
se complementa con el uso de gas natural y la hidroelectricidad que registraron tasas 
de 2.4% y 2.2% respectivamente, mientras que la energía nuclear registró la tasa de 
crecimiento más baja con 0.7%. [31] 
En cuanto a  la participación de  los diferentes  tipos de energía primaria al consumo 
mundial en 2009, en primer lugar se ubica al petróleo con 34.8%, seguido del carbón 
con  29.4%  que  ha  mostrado  una  tendencia  creciente  a  lo  largo  del  período, 
posteriormente  el  gas  natural  aportó  23.8%  y  por  último  la  hidroelectricidad  y  la 
energía  nuclear  que  participaron  con 6.6% y  5.5%,  respectivamente  (véase gráfica 
1). [32]
CAPITULO I 
6 
Grafica 1 
Consumo mundial de energía. 1999­2009 
(Millones de toneladas de petróleo crudo equivalente) [32] 
En  2009,  el  consumo  mundial  de  energía  primaria  fue  de  11,164.3  millones  de 
toneladas de petróleo equivalente  (Mtpce),  esto  representó  una  reducción  de 1.3% 
respecto de 2008. En Norteamérica, la mayor contracción de la demanda se ubicó en 
EUA que  dejó  de  consumir  5.2% mientras  que Canadáy México  disminuyeron  su 
consumo  4.8%  y  2.0%  respectivamente.  Centro  y  Sudamérica  también  registraron 
una reducción de 1.1%, el mayor decremento en la región lo registró Brasil con 0.6% 
equivalente a 2.1 Mtpce. 
Por  su  parte  en  Europa  y  Eurasia  prácticamente  todos  los  países  registraron 
disminuciones  con  excepción  de  Islandia,  Uzbequistán  y  Suiza  que  no  mostraron 
cambio en su consumo y Turkmenistán que reportó un incremento marginal de 3.3%. 
Cabe destacar que las más grandes reducciones en esas regiones aparecen en tres 
países,  encabezando  los  decrementos  la  Federación  Rusa  con  6.7%,  seguido  de 
Alemania y Ucrania con 6.6% y 15.1%, respectivamente. 
Así, Europa y Eurasia representan la mayor declinación del consumo a nivel mundial 
con 6.3% respecto de 2008.
CAPITULO I 
7 
África presentó una reducción de 1.4% donde Sudáfrica registró una demanda 3.3% 
menor que el año pasado y sólo Argelia y Egipto incrementaron sus consumos 5.6% 
y 3.2%,  respectivamente. La región de Medio Oriente registró un aumento de 3.7% 
en  su  consumo en el  último  año,  destacando  Irán  con  4.9%  y Arabia  Saudita  con 
4.3%, por el contrario los Emiratos Árabes Unidos registraron una reducción de 2.0%. 
De  todas  las  regiones  del  mundo,  Asia  Pacífico  es  la  que  registró  el  mayor 
incremento en el consumo de energía primaria. 
1.4 Composición del petróleo crudo 
En  promedio,  el  petróleo  crudo  está  compuesto,  en  su  mayoría,  por  los 
elementos mostrados en la tabla 1.2. [10] 
Tabla 1.2 Composición general del petróleo crudo a nivel mundial 
Elemento  Composición en porciento peso 
Carbón  83­87% 
Hidrógeno  10­14% 
Oxígeno  0.05­ 1.5% 
Azufre  0.04­6.0% 
Nitrógeno  0.1­2.0% 
Metales (Ni+V)  < 1000 ppm 
Asfaltenos  0.1­12 
Residuos de 
carbón  0.2­10 
Algunos  crudos  pesados  están  más  concentrados  en  azufre,  nitrógeno, 
asfaltenos  (hasta  30%)  y  otros  elementos,  estos  necesitan  procesos  de  refinación 
más complejos para producir productos como gasolina. Otros son extra ligeros, bajos 
en peso molecular y se evaporarían a bajas temperaturas y otros son extra pesados, 
como el bitumen. 
El  número  de  átomos  de  carbono  y  la  estructura  de  los  hidrocarburos  que 
integran el petróleo crudo dando como resultado su composición y son las que dan
CAPITULO I 
8 
las  diferentes  propiedades  que  los  caracterizan  y  determinan  su  comportamiento 
como combustibles, lubricantes, ceras o solventes. 
El petróleo debe su consistencia a la densidad que posee, el color al tipo de 
hidrocarburos  y  su  peso  a  la  composición.  La  relación  de  carbono  a  hidrógeno 
aumenta ligeramente desde fracciones de menor a mayor masa molecular. 
Podemos  descomponer  el  petróleo  crudo  en  sus  hidrocarburos  como 
componentes. 
Hidrocarburos  componentes  del  petróleo.­  Los  hidrocarburos  son  compuestos 
orgánicos que contienen únicamente carbono e hidrógeno en sus moléculas. Dentro 
de estos encontramos los siguientes grupos: 
Parafinas. Son moléculas de hidrocarburos de cadena saturada parafínica o 
alifáticos, y tienen como fórmula CnH2n+2. Pueden ser cadenas rectas o 
ramificadas de átomos de carbono. Estas moléculas en cadena normal son más 
ligeras y se encuentran en los gases y en las ceras parafínicas. Las parafinas de 
cadena ramificada suelen encontrarse en fracciones pesadas del crudo. 
Aromáticos. Compuestos de hidrocarburos de anillo insaturado. El naftaleno y sus 
derivados son compuestos aromáticos de doble anillo fusionado. Los aromáticos 
más complejos, los polinucleares (tres o más anillos aromáticos fusionados), se 
encuentran en fracciones pesadas del crudo. 
Naftenos. Son hidrocarburos de anillo saturado, de fórmula CnH2n, que se 
encuentran en todas las fracciones del crudo excepto en las más ligeras. 
Predominan los naftenos de un solo anillo con 5 y 6 átomos de carbono, 
encontrándose naftenos de dos anillos en los componentes más pesados de nafta. 
Azufre  y  sus  compuestos.  En  el  petróleo  el  azufre  forma  compuestos  como 
mercaptanos,  sulfuros,  polisulfuroso  tal  como  el  Tiofeno  (C4H4S),  Sulfuro  de 
Hidrogeno  (H2S),  Dibenzotiofeno  (DBT),  el  Dimetildibenzotiofeno  (DMDBT)  entre
CAPITULO I 
9 
otros. Cada crudo tiene distintos tipos y cantidades de compuestos de azufre, por lo 
general se encuentra mayor concentración en las fracciones pesadas del crudo. 
Un  alto  contenido  de  azufre  es  perjudicial  en  la  mayoría  de  los  productos 
petrolíferos,  su  reducción  en  la  refinación  del  crudo  es  costosa.  El  azufre  provoca 
corrosión y un fuerte impacto en la ecología. 
Compuestos de oxígeno. Los productos resinosos y asfálticos que se separan de 
los residuos y de las fracciones demás alto punto de ebullición, tienen contenidos 
de oxígeno hasta del 8% en masa o más en ocasiones. Estos compuestos de alta 
masa molar contienen la mayor parte del oxígeno del crudo, y contienen ácidos 
carboxílicos y fenoles. 
Los ácidos carboxílicos del crudo con menos de ocho átomos de carbono por 
molécula  son  de  naturaleza  casi  enteramente  alifática.  Los  ácidos  monocíclicos 
comienzan  en C6  y  predominan  en el  campo de C9 a C13,  y  los  ácidos  dicíclicos 
comienzan en C12 y predominan por encima de C14. 
El  Fenol  existe  en  pequeñas  proporciones;  el más  abundante  es  el  isómero 
orto. 
Compuestos de nitrógeno. El nitrógeno se encuentra en las fracciones ligeras del 
crudo formando parte de compuestos básicos. En general, cuanto más asfáltico es 
el crudo, mayor es su contenido en nitrógeno. Se ha establecido una correlación 
entre porcentaje de nitrógeno y residuo de carbón; a mayor valor de este último, 
más alto porcentaje de nitrógeno. El nitrógeno en el crudo representa un efecto 
perjudicial tal como el envenenamiento de los catalizadores de craqueo e impide 
obtener un mayor número de fracciones del crudo. 
Trazas metálicas. En el petróleo crudo se encuentran con frecuencia cantidades 
muy pequeñas de metales como cobre, níquel, hierro y vanadio. La destilación en la 
refinería concentra los constituyentes metálicos en los residuos, aunque algunos 
aparecen en los destilados de más alta temperatura de ebullición.
CAPITULO I 
10 
La presencia de  trazas metálicas afecta  la actividad en un reactor, producen 
un aumento de gas o coque, bajo rendimiento de la gasolina, produce depósitos de 
cenizas en los rotores de las turbinas alimentadas con petróleo. 
Sales inorgánicas. El petróleo contiene sales inorgánicas, como el cloruro de sodio, 
el cloruro de magnesio y el cloruro de calcio, suspendidas en el crudo o disueltas en 
el agua retenida (salmuera). 
Dióxido de carbono. Puede proceder de la descomposición de carbonatos o 
bicarbonatos presentes en las sales inorgánicas del crudo. 
Los no hidrocarburos contenidos en el petróleo (S, N, O y metales) y los 
hidrocarburos (parafinas, naftenos y aromáticos) aumentan conforme el crudo  es de 
carácter más pesado y el intervalo de ebullición de la fracción crece. Se resume 
como se muestra en la figura 1.1 
[ 
Figura 1.1 Distribución de la composición del petróleo crudo [31] 
La  industria  estadounidense  del  petróleo,  Instituto  Americano  del  Petróleo 
(API),  ha  dirigido  y  supervisado  proyectos  de  investigación  para  averiguar  la 
composición  del  crudo.  Cada  nuevo  yacimiento  encontrado  representa  un  tipo
CAPITULO I 
11 
distinto  de  crudo  en  comparación  con  los  ya  existentes,  todos  tienen  los  mismos 
componentes pero la concentración de cada elemento es totalmente diferente. 
Los progresos en la determinación de la composición dependen, en parte, del 
desarrollo  de procesos  físicos de  fraccionado  y del  avance  de nuevos métodos  de 
espectrografía de reconocimiento. 
1.5  Principales tipos de Petróleo Crudo en México 
En  México  existen  varios  tipos  decrudos  con  proporciones  diversas  de 
fracciones  tanto  ligeras como pesadas, dependiendo del tipo de crudo, divididos en 
regiones. Para el Instituto Mexicano del Petróleo y para PEMEX los crudos se dividen 
según la región donde se encuentre (figura 1.2) y esas son: [33] 
1.  Región Norte  2. Región Sur  3. Región Marina 
Noreste 
4. Región Marina Suroeste 
Región Norte 
La Región Norte comprende una extensión mayor de 2 millones de kilómetros 
cuadrados, se  localiza en el Norte de la República Mexicana  limitando al Norte con 
los Estados Unidos de América, al Oriente con la isobata de 500 metros del Golfo de 
México, al Occidente con el Océano Pacífico y al Sur por el Río Tesechoacán. Dentro 
de esta Región se encuentra el Activo Integral Poza Rica­Altamira y el Activo Integral 
Burgos. 
Región Sur 
La Región Sur abarca los estados de Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán 
y Quintana Roo, así como parte de Guerrero, Oaxaca y Veracruz, toda esta región se 
extiende dentro de un área de 390 mil kilómetros cuadrados. 
En esta Región se ubica el Activo Integral Samaria­Luna.
CAPITULO I 
12 
. Región Marina Noreste 
La  Región  Marina  Noreste  ocupa  una  superficie  aproximada  de  166,000 
kilómetros cuadrados e incluye parte de la plataforma y talud continental del Golfo de 
México. La Región cuenta con dos activos integrales: Cantarell y Ku­Maloob­Zaap. 
. Región Marina Suroeste 
La Región Marina Suroeste se ubica en aguas marinas del Golfo de México, 
cubre  una  superficie  252,290  kilómetros  cuadrados.  Los  estados  de  Veracruz, 
Tabasco y Campeche constituyen el área limítrofe hacia el Sur. 
Los  Activos  Integrales  de  esta  Región  son:  Abkatún­Pol­Chuc,  Litoral  de 
Tabasco  y  Holok­Temoa.  Cuenta  con  un  activo  de  exploración,  el  cual  cambió  su 
nombre  de  Activo  Regional  de  Exploración  por  el  de  Activo  de  Exploración 
Plataforma Continental Sur. 
Figura 1.2 Localización de las diferentes Regiones nacionales.
CAPITULO I 
13 
1.6  Principales Crudos Nacionales 
Los crudos mexicanos 
México produce tres tipos de crudo: el Maya­22 pesado, que constituye casi la 
mitad del  total de  la producción; el  Istmo­34,  ligero, bajo en azufre, que representa 
casi  un  tercio  del  total  de  la  producción;  y  el  Olmeca­39,  extra  ligero, 
aproximadamente la quinta parte del total de la producción (Tabla 1.3). 
Tabla 1.3 Comparación de propiedades entre petróleos mexicanos (Olmeca, Istmo y Maya). 
Propiedades  Olmeca  Istmo  Maya 
Peso específico a 
20/4 °C  0.8261  0.8535  0.9199 
Grado API  39.16  33.74  21.85 
Viscosidad SSU 
15.6 °C  43.3  65.6  2156.0 
21.1  40.3  57.8  1054.0 
25  39.0  54.5  696.0 
Factor de 
caracterización K  12.00  11.85  11.63 
Azufre total, % peso  0.81  1.45  3.70 
Carbón Ramsbottom, 
% peso  1.62  3.92  10.57 
Cenizas, % peso  0.006  0.007  0.074 
Insolubles en nC5, % 
peso  /1.0  3.0  15.3 
Insolubles en nC7, % 
peso  /1.0  2.09  11.2 
Aceites, % peso  89.2  89.2  72.0 
Parafinas, % peso  13.4  8.1  3.6 
Aceite desparafinado, 
% peso  75.8  81.1  68.4 
Resinas, % peso  10.8  7.8  12.7
CAPITULO I 
14 
Una  importante  proporción  del  petróleo  mexicano  proviene  de  la  llamada 
sonda de Campeche, en el Golfo de México, en donde se concentra una capacidad 
de producción  estimada  en  15 mil  millones  de  barriles  de  los  49.8 mil millones  de 
barriles  que  constituyen  la  reserva  nacional  total  (la  segunda  en  el  hemisferio 
occidental,  después  de  Venezuela),  dada  a  conocer  por  el  Gobierno  Federal  en 
marzo de 1997. 
En México hay tres tipos de crudo que abarcan casi el total de extracción (2.6 
millones  de barriles  por  día):  el Olmeca  forma  la  quinta  parte  de  la  producción,  el 
Istmo su producción es un tercio y el Maya que constituye casi la mitad del total de la 
producción. 
Sin embargo desde el 2005 la producción de petróleo en México ha disminuido 
hasta en un 25% a causa de la declinación de campos importantes como Cantarell. 
Esta declinación ha sido compensada por Activos como el ubicado en la Región Sur: 
Ku­Maloob­Zaap con una producción de 850,000 barriles por día (bpd). [34] 
Conforme a las 4 regiones que se encuentran dentro del territorio nacional se 
sabe que existen diversos tipos de yacimientos de crudo; sin embargo, la calidad del 
crudo varía de un pozo a otro, aunque estos estén cercanos. En la siguiente figura se 
muestra la separación de regiones (Figura 1.3).
CAPITULO I 
15 
Fig. 1.3 Regiones administrativas para la explotación y su participación de las reservas 1P y 3P de 
aceite crudo. 
1.7  Crecimiento Nacional 
En  México  mediante  un  programa  realizado  por  PEMEX  se  pretende  la 
planeación futura de la industria petrolera en México, su crecimiento, el poder seguir 
siendo una empresa competitiva y que se encuentre dentro de los principales países 
productores y exportadores de crudo. 
Unas de las metas de PEMEX son: [35] 
1.  Mantener su producción en 3.1 millones de barriles diarios. 
2.  Para el 2012/2013 mantener una tasa de reservas mínima del 100%. 
3.  Restablecer la tasa reservas/producción a 10 años 
4.  Reducir la importación de gasolina. 
5.  Producir un combustible con mayor calidad. 
6.  Corregir  deficiencias  de  instalación  y  modernizar  el  sector  de  refinación  y 
petroquímica.
CAPITULO I 
16 
A  niveles  de  precios  constantes  PEMEX  requiere  un  inversión  de  369  mil 
millones de pesos anuales, divididos como se muestra en la tabla 1.4  y figura 1.4 [35] 
Tabla 1.4 Inversión promedio 2010­2019 a precios constantes del 2009. 
Independencia  Siglas  Inversión (miles de millones de pesos) 
Pemex Exploración y 
Producción  PEP  289 
Pemex Refinación  PR  68 
Pemex Gas y 
Petroquímica Básica  PGPB  7 
Pemex Petroquímica  PPQ  5 
TOTAL  369 
Figura 1.4 Prospectiva de la distribución de la inversión en PEMEX 2010­2019. 
Las metas se  fundamentan en  la perforación de pozos, de  los  cuales 96 por 
ciento  serán  terrestres  y  de  aguas  someras,  y  el  resto  se  perforará  en  aguas 
profundas. Asimismo, se concentran importantes esfuerzos en mejorar los resultados 
exploratorios  y  de  desarrollo  para  alcanzar  una  tasa  de  reposición  de  reservas 
probadas de 100 por ciento en 2012. Mantener la perforación de nuevos pozos en un 
promedio de 1500 por año. 
Año 
Inversión Anual en PEMEX
CAPITULO I 
17 
Se encuentran en proceso 22 pozos en la Región Norte, seis en la Región Sur 
y tres en la Región Marina Suroeste. 
A  febrero  de  2011  PEMEX  Exploración  y  Producción  ha  adquirido  45  mil 
kilómetros de sísmica 2D y 55 mil kilómetros cuadrados de sísmica 3D.  Asimismo, 
se  han  perforado  y  terminado  15  pozos  de  los  cuales,  nueve  se  declararon 
productores y seis improductivos lo que da una tasa de éxito exploratorio de 66 por 
ciento, a pesar de tratarse de pozos de alto riesgo. Todo  lo anterior ha  incorporado 
reservas 3P por más de 540 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. 19 
En  contraste,  la  demanda  del  sistema  nacional  de  refinerías  crecería  3.4% 
anual, un balance general de producción se muestra en la tabla 1.5 
Tabla 1.5  Balance de producción de petróleo crudo (miles de barriles diarios). 
Año  Producción  Importación 
Sistema 
Nacional de 
Refinerías 
Exportación 
2010  2861  ­­­  1531  1329 
2011  2699  80  1533  1245 
2012  2522  158  1554  1127 
2013  2351  191  1584  959 
2014  2250  164  1597  819 
2015  2183  86  1901  368 
2016  2136  53  1900  289 
En  cuanto  a  reservas  PEMEX  plantea  mantener  un  equilibrio  entre  las 
reservas descubiertas y la producción. Las inversiones de reservas se concentran en 
las cuencas del Sureste, Burgos y Veracruz. 
La  exploración en aguas profundas  es  un punto  importante  para  lograr  esta 
meta,  pero  esto  es  a  largo  plazo,  a  corto  plazo  se  concentra  en  las  cuencas  delSureste, en la plataforma continental y en tierra. (Fig. 1.5)
CAPITULO I 
18 
Figura 1.5 Reservas a descubrir en millones de barriles petróleo crudo equivalente (mmbpce). 
En  la  figura  1.6  de  forma  gráfica  se  puede  observar  la  distribución  de  las 
reservas hacia los distintos puntos de almacenaje existentes en México. 
Figura 1.6 Diversificación de las reservas de crudo. 
Para mantener estable la producción de crudo se pretende crear un programa 
que  permita  alcanzar  este  objetivo  mediante  el  único  medio  que  consiste  en 
descubrir nuevos yacimientos. 
Para el petróleo crudo se estima que en el año 2015 el 20% de la producción 
total deberá provenir de descubrimientos exploratorios realizados en aguas someras 
y en tierra como se observa en la figura 1.7 [36] 
1049  1095 
1236  1313 
1610 
500 
600 
700 
800 
900 
1000 
1100 
1200 
1300 
1400 
1500 
1600 
1700 
2008  2009  2010  2011  2012 
Total: 6,303 mmbpce 
Golfo de 
Mexico 
36% 
Burgos 
7% 
Tampico 
Misantla 
1% 
Veracruz 
5% 
Cuencas de 
Sureste 
51%
CAPITULO I 
19 
Figura 1.7 Producción de petróleo crudo por zonas.(Miles de barriles diario vs Años) 
Para tener una visión más general de la cantidad de pozos que se pretenden 
perforar y desarrollar se muestra la tabla 1.6: 
Tabla 1.6  Perspectiva de exploración y desarrollo de pozos en México. 
Exploración  Desarrollo 
2010  2011  2012  2013  2014  2015  2010  2011  2012  2013  2014  2015 
Terrestres  83  109  114  136  110  106  1753  1827  1538  1263  1257  1215 
Aguas 
Someras  23  30  35  47  45  46  42  47  55  55  44  41 
Aguas 
Profundas  5  6  6  9  8  12  0  0  6  17  12  14 
Total  111  145  145  192  163  164  1795  1874  1599  1335  1313  1270 
La actividad exploratoria está destinada a áreas específicas las cuales tienen 
por  objetivo  incorporar  reservas  por más  de  6000 millones  de  barriles  de  petróleo 
crudo  equivalente,  intensificar  la  actividad  exploratoria  en  el  Golfo  de  México  y 
mantenerla en las cuencas restantes. 
Cuenca del Sureste 
Tampico 
Misantla 
Exploración 
Aguas profundas
CAPITULO I 
20 
Figura 1.8 Producción de petróleo crudo por regiones. 
Se  observa  en  la  figura  1.8  el  declive  de  la  región  de  Cantarell  será 
compensada  y  no  se  verá  tan  afectada  gracias  a  las  regiones  Ku­Maloob­Zaap  y 
Chicontepec. Ku­Maloob­Zaap alcanzara su máxima producción en el año 2012. 
La  producción  de  los  proyectos  de  exploración  provendrá  principalmente  de 
los  proyectos  Golfo  de  México  B,  Reforma,  Cuichapa,  Crudo  Ligero  Marino, 
Comalcalco  y  Campeche  Poniente.  Hasta  el  año  2015  iniciara  la  producción  de 
petróleo crudo en las zonas de aguas profundas. 
El crecimiento en la industria petrolera pretende seguir prosperando y ser una 
de  las  industrias  más  fuertes  y  sólidos  en  el  mundo,  en  base  a  la  inversión, 
innovación, nueva tecnología y un control de los  insumos pretende ser rentable por 
muchos años más, a pesar de que se habla de un agotamiento pronto del crudo. 20 
Chicontepec 
Ku‐Maloob‐Zaap 
Cantarell 
Explotación 
(sin Ku Maloob Zaap, Cantarell y Chicontepec) 
Exploración 
Aguas Profundas 
Miles de barriles diarios
CAPITULO I 
21 
1.8­ Clasificación del crudo 
Los crudos se pueden clasificar de diversas  formas, en general se clasifica por sus 
grados  API,  por  su  tipo  (los  más  representativos  en  el  mercado)  y  contenido  de 
azufre, estas clasificaciones nos permite conocer su calidad y lugar de procedencia. 
De acuerdo con lo anterior hemos propuesto tres clasificaciones: 
Por su gravedad API 
Representativos en el mercado 
Por su contenido de azufre 
1.8.1­ Clasificación por sus grados API 
Para clasificar el crudo generalmente se expresa en una escala normalizada 
por  el  Instituto  Americano  del  Petróleo  (American  Petroleum  Institute  API)  que  se 
denomina gravedad API y se evalúa mediante la siguiente correlación: 
Donde sg (60°F/60°F) se refiere a la gravedad específica de la muestra a 60°F 
dividida entre la gravedad específica del agua también a 60°F. 
Con base en  la gravedad API, el petróleo crudo se clasifica en los diferentes 
tipos que se muestran en la Tabla 1.7 
De acuerdo a su gravedad API, el petróleo es clasificado en ligero, mediano, 
pesado y extra pesado: 
Crudo ligero es el que tiene gravedades API mayores a 31.1 º API 
Crudo mediano es el que tiene gravedades API entre 22.3 y 31.1 º API. 
Crudo pesado es el que tiene gravedades API entre 10 y 22.3  API.
CAPITULO I 
22 
Crudo extra  pesado,  también  llamado bitumen,  es el  que  tiene  gravedades 
API menores a 10 º API. 
Tabla 1.7 clasificación del petróleo crudo por su densidad y gravedad API [28] 
Petróleo 
crudo 
Densidad 
g/ml  Gravedad API 
Extra 
pesado 
Pesado  0.92­1.01  10.1­22.3 
Mediano  0.87­0.91  22.4­21.1 
Ligero  0.83­0.86  31.2­39.0 
Extra ligero 
Para exportación, en México se preparan tres variedades de petróleo crudo: 
Istmo:  Ligero  con  densidad  de  33.6  grados  API  y  1.3%  de  azufre  en  peso. 
Maya:  Pesado  con  densidad  de  22  grados  API  y  3.3%  de  azufre  en  peso. 
Olmeca: Súper ligero con densidad de 39.3 grados API y 0.8% de azufre en peso. 
El  crudo que más demanda  tiene  en  el mundo es  el  crudo  ligero,  ya  que al 
contener una menor proporción de azufre, resulta el más  idóneo para la producción 
de gasolina y otros combustibles. 
Los crudos más  pesados se suelen usar  para  la  fabricación  de aceites  para 
calefacción. No obstante,  los crudos pesados  también sirven para  la producción de 
gasolina,  aunque  a costos  de  refinería más  elevados.  La  figura  que  se presenta  a 
continuación  muestra  de  manera  esquemática  la  clasificación  para  los  crudos 
pesados y extra pesados considerando su densidad y viscosidad (Fig.1.9).
CAPITULO I 
23 
Figura1.9 Bitumen, crudo pesado y extra pesado. [29] 
1.8.2­ Representativos en el mercado 
Los  tipos  de  petróleo  más  utilizados  en  las  transacciones  y  los  más 
representativos en el mercado son los siguientes: 
Brent: es el tipo de crudo de referencia en los mercados europeos y para un 
65% de  las diferentes variedades del crudo mundial. El Brent es un petróleo 
de alta calidad, caracterizado por ser ligero (baja gravedad API) y dulce (bajo 
contenido de azufre). El Brent cotiza en el  Internacional Petroleum Exchange 
(IPE) de Londres. 
West Texas Intermédiate (WTI): es un petróleo de mayor calidad que el Brent. 
Es el tipo de crudo de referencia en el mercado Estadounidense y cotiza en la 
New York Mercantile Exchange (Nymex). 
Dubái:  es  el  crudo  de  referencia  en  Asia.  Es  un  tipo  de  petróleo  pesado  y 
azufroso (2% más que el Brent). El Dubái cotiza en el Singapore International 
Monetary Exchange (Simex). 
Cesta OPEP:  está  compuesta  por  siete  tipos  distintos  de  crudo  y  su  precio 
medio es anunciado oficialmente en Viena por el secretario de la organización 
petrolera.  Los  integrantes  de  la  cesta  son  los  crud
CAPITULO I 
24 
1.8.3­ Clasificación por su contenido de azufre 
El contenido de azufre es una propiedad utilizada para  la clasificación de  los 
crudos. El azufre es un contaminante natural que tiene impacto negativo tanto en el 
proceso de refinación, como en la calidad de los productos finales. El crudo de bajo 
azufre (menor de 0.7 % peso) es denominado crudo dulce (Sweet crude) y Mayor de 
0.7 % peso es denominado crudo ácido (Sourcrude). 
Los crudos pesados por lo general tiene alto porcentaje de azufre (>1% p) y en 
algunos extra pesados y bitúmenes (> 3 %) esto requiere procesamiento adicional 
para cumplir regulaciones ambientales. (Grafica 2.) 
Grafica 2 
Calidades de Crudos [38] 
Una vez estructurada nuestra base teórica se analizarán los modelos 
matemáticos del flujo multifásicos para  régimen laminar y turbulento por medio de 
simulación de la dinámica de fluidolos modelos matemáticos laminar y turbulento 
comparando con régimen de flujos los modelos de dinámica de fluido computacional, 
obteniendo la caída de presión con los modelos matemáticos para hacer eficiente la 
energía en el proceso.
CAPITULO I I 
25 
CAPITULO II. TÉCNICA DE TRANSPORTE DE CRUDO PESADO 
2.1 Antecedentes del transporte de crudo pesado 
El transporte de petróleos crudos pesados y extra­ se está convirtiendo en una 
gran  importancia,  ya  que  su  producción  está  actualmente  en  aumento  en  todo  el 
mundo.  Tales  aceites  se  caracterizan  por  una  baja  gravedad  API  (B20)  y  alta 
viscosidad  (N103  cP  a  298,15  K)  que  hacen  difícil  el  flujo  de  aceite  a  través  de 
tuberías. [39] 
Se está buscando un diseño para ligeros y medianos crudos de petróleo, pero 
la canalización de crudos pesados y extra­pesados puede ser un reto debido a sus 
altas viscosidades, y deposición de asfáltenos de parafina, el aumento del contenido 
de agua de formación, el contenido de sal y problemas de corrosión. 
Históricamente,  la  demanda  de  petróleo  pesado  y  extra  pesado  ha  sido 
marginal  debido  a  su  alta  complejidad  de  la  viscosidad  y  la  composición  que  las 
hacen  difíciles  y  caros  de  producir,  transportar  y  refinar.  Hoy  en  día,  en  Alberta 
Canadá y en la Faja del Orinoco en Venezuela son buenos ejemplos de las regiones 
productoras de petróleo extra pesado. Sin embargo, un aumento de la producción de 
crudo pesado y extrapesado se colocar en varias regiones como el Golfo de México y 
el  noreste  de  China,  ya  que  se  necesitará  en  las  próximas  dos  décadas  para 
reemplazar  la disminución producción de medio convencional y aceite  ligero. Por  lo 
tanto,  hay  un  creciente  interés  en  el  uso  de  crudo  pesado  no  convencional  y 
extrapesado  recursos  de  petróleo  para  producir  combustibles  y  productos 
petroquímicos.  la  incorporación  de  petróleo  pesado  a  los  mercados  de  la  energía 
presenta  importantes  desafíos  que  requieren  de  desarrollos  tecnológicos 
significativos  en  el  cadena  de  producción.  El  transporte  de  petróleo  pesado  y 
extrapesado  presenta  muchas  dificultades  operativas  que  limitan  su  viabilidad 
económica.
CAPITULO I I 
26 
2.2  Métodos de Transporte del crudo pesado 
Debido  a  que  el  petróleo  crudo  posee  una  alta  viscosidad,  no  puede  ser 
transportado en  las  tuberías  convencionales  con  facilidad,  ya  que  su estructura  se 
opone al libre movimiento. 
En forma descendente en un tubo vertical tarda mucho tiempo en llegar de un 
punto a otro, por lo tanto, en un tubo horizontal casi no se mueve a pesar de contar 
con una bomba que  lo  empuje  y  en  un  tubo  vertical  pero  de  forma ascendente es 
casi imposible,  la energía requerida para subirlo y moverlo es demasiada que hace 
costosa la extracción de este crudo pesado desde un yacimiento. 
Además  de  los  gastos  altísimos  por  la  energía  para  moverlos  es  necesario 
someter el petróleo crudo o la tubería a tratamientos adicionales. 
Los tratamientos que se le realizan al petróleo crudo son: [37] 
Reducción de viscosidad: 
Tratamiento térmico 
Mejoramiento (up­grading) 
Dilución 
Emulsión 
Disminución de la Fricción: 
Flujo anular 
Procedimientos químicos: 
Suspensión 
Los  principales  tratamientos  consisten  en  la  reducción  de  la  viscosidad  al 
mismo petróleo crudo o en bajar la fricción dentro de la tubería.
CAPITULO I I 
27 
2.2.1  Tratamiento térmico 
También  llamado  tratamiento  por  calor  o  por  incremento  de  temperatura, 
pretende  la  disminución  de  la  viscosidad  con  el  aumento  de  temperatura,  el 
tratamiento con calor es un método atractivo para mejorar las características del flujo 
del  crudo  pesado.  Se  considera  siempre  como  un  proceso  posible  para  reducir  la 
viscosidad de los crudos pesados. [43] 
Un famoso ejemplo es la tubería de Alyeska en Alaska que transporta petróleo 
crudo a una temperatura de 50°C. 
Sin  embargo,  el  diseño  de  la  tubería  no  es  fácil,  pues  implica  muchas 
consideraciones: 
Extensión de las tuberías, 
Número de estaciones para bombeo/calentamiento, 
Pérdidas de calor, etc. 
Otras  consideraciones  significativas  son  el  alto  costo  y  el  mayor  índice  de 
corrosión de la tubería interna debido a la temperatura. 
En un estudio  reciente se demostró que el  tratamiento  térmico puede  inducir 
cambios en la estructura coloidal de los petróleos crudos y así empeorar sus mismas 
características. 
Sistema solar de 
calentamiento en tuberías de petróleo pesado 
Modelado  de un  sistema de energía  solar,  de  traceado  de  tuberías,  sugiere 
que puede tener éxito como un depresor del punto de vertido no intrusiva o reductor, 
según Solar Sistemas Pty. Ltd., Hawthorn, Vict., Australia. 
Dependiendo de los requisitos del proceso y  la economía,  los siguientes han 
sido  las  técnicas utilizadas para mejorar el  rendimiento y para calentar  las  tuberías
CAPITULO I I 
28 
traza  específicamente  en  el  transporte  de  alto  punto  de  fluidez  del  aceite  o  el 
producto pesado, crudo. [43] 
El calentamiento de la crudo a una temperatura alta en la entrada a la tubería 
y permitiendo que llegue a su destino antes de enfriar por debajo del punto de 
vertido. La tubería puede o no puede estar aislado. 
El bombeo del crudo a una temperatura por debajo del punto de ebullición. 
Procesando  el  crudo  antes  de  la  canalización  para  cambiar  la  estructura 
cristalina de la cera y para reducir la viscosidad y punto de vertido. 
Calefacción tanto crudo y tuberías de vapor o por calentamiento eléctrico. 
Una  alternativa  a  estos  es  la  técnica  helitherm  instalado  en  tuberías  para 
aumentar  el  rendimiento  durante  el  día  y  la  noche,  mantener  la  temperatura  del 
producto a 50 ° C mayor que  la ambiente,  reducir  la presión de  funcionamiento del 
sistema  de  bombeo,  y  reducir  o  eliminar  la  inyección  de  vapor  y  traceado  de 
calentamiento eléctrico. 
Este  se  basa  en  tres  fundamentos  de  la  transferencia  de un  diodo  de  calor 
termal,  la  supresión  de  la  convección  y  la  radiación  de  supresión  ­  que  operan  a 
través  de  aislamiento  transparente  /  opaco  y  revestimientos  espectralmente 
selectivos. 
El diodo térmico es el corazón del sistema, dice Solar Systems y funciones a 
través de tres subcomponentes, cuya combinación produce el efecto diodo térmico: 
Material de aislamiento  transparente  (TIM  )  : aislamiento a base de polímero 
transparente al espectro solar y opaca a la radiación infrarroja . TIM forma una parte 
de anillo de  tubo y permite  la entrada de  la energía  solar, pero evita  la pérdida de 
calor. [40]
CAPITULO I I 
29 
Aislamiento Opaco  (poliuretano,  lana  de  roca,  u  otros)  reduce  la  pérdida  de 
calor del sistema y forma el resto del anillo de la tubería. 
Recubrimiento espectralmente selectivo: El revestimiento, de acuerdo con los 
sistemas  solares,  es  una  "trampa  de  la  energía  radiante  de  propiedad  con  la  alta 
capacidad de absorción de  la radiación solar y baja emisión a la radiación infrarroja 
que  evita  la  pérdida  de  calor  por  radiación.  "  La  figura  2.1  muestra  una  tubería 
helitherm simulado. 
Fig. 2.1 Funcionamiento de calentamiento por trampa de energía radiante. [43]
CAPITULO I I 
30 
2.2.2  Dilución 
Un  método  avanzado  para  realizar  el  transporte  de  los  petróleos  crudos 
pesados, consiste en mezclar el  crudo pesado con un hidrocarburo menos viscoso 
como  por  ejemplo:  condensados,  nafta,  keroseno,  petróleos  crudos  ligeros.  En  la 
tabla 2.1 muestra un ejemplo de dilución en la cuenca GSJ. 
Existe una relación exponencial entre la viscosidad resultante de la mezcla y la 
fracción de volumen del diluyente como se muestra en la figura 2.2, que hacede este 
método uno muy eficiente. 
Pero  para  poder  lograr  los  límites  aceptables  para  el  transporte  de  crudo 
pesado,  es  necesaria  una  fracción  de  hasta  el  30%  en  el  volumen  de  diluyente  e 
implica  una  capacidad  grande  de  la  tubería.  Además  podría  también  venir  otro 
problema con la disponibilidad del diluyente.  Si se pretende ahorrar el diluyente por 
reciclaje  se  requiere  conjuntamente  una  inversión  grande para  instalar  una  tubería 
adicional. La siguiente tabla muestra el efecto del agregado de gas oil comercial a un 
crudo de la cuenca GSJ (Golfo San Jorge, Argentina): [41] 
Tabla 2.1 Muestra del efecto del agregado de gas oil comercial a un crudo de la cuenca GSJ 
Temperatura 
crudo 
Solo crudo 
(cp) 
20% v gas oíl 
(cp) 
20°C  45000  700 
50°C  3450  240 
70°C  980  98 
80°C  370  80 
100°C  80  34 
120°C  16  15
CAPITULO I I 
31 
Influencia de la fracción del diluyente en la velocidad de la mezcla 
Fig. 2.2 Efecto de la dilución con el condensado sobre la viscosidad del petróleo crudo para diversas 
gravedades API. 
2.2.3  Emulsión 
El método de la emulsión consiste en la dispersión del petróleo crudo pesado 
en  una  mezcla  de  crudo/agua  bajo  la  forma  de  gotitas  estabilizadas  por  los 
tensoactivadores  o  surfactantes,  llevando  a  una  reducción  importante  de  la 
viscosidad. El diagrama de operación se observa en la figura 2.3. [24]
CAPITULO I I 
32 
Una emulsión típica se compone de 70% de petróleo crudo, 30% fase acuosa 
y  de  500  a  2000  ppm  de  añadidos  químicos.  La  emulsión  resultante  tiene  una 
viscosidad  en  la  gama  de  50  a  200  cP  en  condiciones  de  funcionamiento  de  la 
tubería como se muestra en la figura 2.3  y está particularmente estable. 
Figura 2.3 Emulsiones que se encuentran en la producción y transporte de petróleo. [24] 
Este método se aplica en Venezuela con la comercialización del producto de 
ORIMULSIÓN®, que es una emulsión de petróleo crudo y bitumen (Fig. 2.4), vendida 
como combustible para  la central eléctrica. La recuperación del petróleo crudo para 
la  transformación  posterior  implica  la  fractura  de  la  emulsión y  tal  proceso  no está 
disponible. [42]
CAPITULO I I 
33 
2.2.4 Mejoramiento: 
Este método consiste en la modificación de la composición de crudos pesados 
para  hacerlos  menos  viscosos.  Agregando  tecnologías  tales  como  procesos  de 
hidrotratamiento usados tradicionalmente en refinerías que se pueden adaptar y ser 
considerados para este uso. 
Los  tratamientos  favorables  de  esta clase  fueron desarrollados por ASVAHL 
algunos  son:  proceso  de  desasfaltado  Solvahl,  proceso  de  tratamiento  térmico  de 
Tervahl y el proceso de hidrotratamiento catalítico de Hyvahl. 
La combinación de hidrotratamiento y de solvente en los procesos se estudia 
particularmente por ser de los más factibles en este tipo de técnica de transporte. 
Esta técnica resulta costosa y en ocasiones no se logra al 100%, debido a que 
primero se debe de afectar las propiedades del crudo y después volverlas a tener de 
manera intactas, por lo que este tipo de características en esta técnica hacen de este 
método uno de los menos usados y viables. 
2.2.5  La reducción de la fricción 
Cuando los fluidos son transportados por conducciones, la fuerza que se debe 
superar  para  conducir  el  fluido  a  través de  la  tubería  se  define  como  la  fuerza  de 
arrastre o simplemente arrastre. Esta  resistencia es el  resultado de  tensiones en  la 
pared  (debido  a  la  cizalladura  de  fluido)  provocando  una  caída  en  la  presión  del 
fluido. Debido a que esta presión cae, el líquido debe ser transportado con la presión 
suficiente para  lograr el  rendimiento deseado. Cuando se necesitan velocidades de 
flujo más altas, de flujo la deformación es mayor y tensiones de corte aumenta, por lo 
que una mayor presión debe aplicarse para mantener el  flujo a  la misma velocidad 
media. [24] 
Sin  embargo,  las  especificaciones  de  diseño  de  la  tubería  pueden  limitar  la 
cantidad de la presión que puede ser empleado o eleve sustancialmente la inversión
CAPITULO I I 
34 
costos. Los problemas asociados con  la caída de presión son más  agudos cuando 
los  fluidos  se  transportan  a  largas  distancias,  por  lo  que  la  reducción  de  arrastre 
aditivos  se  puede  incorporar  en  el  fluido  que  fluye  Graf2.1.  Por  lo  tanto,  el  flujo 
turbulento y , por tanto, reducción de la resistencia son difícil con los crudos pesados 
y extra pesados , debido a la alta viscosidad y que el flujo generalmente laminar . Sin 
embargo  respalda  la  solicitud  también  crudos  pesados  considerar  que  pesados  y 
extra  pueden  diluirse  o  calentarse  para  asegurar,  al  menos,  el  flujo  de  transición 
donde  el  uso  de  arrastre­reductores  pueden  ser  importantes  para  retrasar  la 
aparición de remolinos turbulentos ( Johnston et al. , 2008 ) .Los agentes reductores 
se pueden dividir  en  tres grupos  principales:  tensioactivos,  fibras, y  polímeros.  Los 
tensioactivos  pueden  reducir  la  superficie  tensión  de  un  líquido  mientras  que  las 
fibras  y  polímeros  se  orientan  en  el  dirección  principal  del  flujo,  lo  que  limita  la 
presencia  remolinos  que  resulta  en  reducción  de  la  resistencia  al  transporte.  Un 
estudio  reciente  sugiere que  la  formación de películas de polímero en el  interior  la 
matriz  del  petróleo  crudo  que  lubrica  y  permite  un  arrastre  eficaz  de  reducción  ( 
Storm, et al . , 1999 ) , pero no debe ser conducido por  otro tipo de flujo lubricado , el 
flujo anular de núcleo ( véase la discusión más adelante ; Peysson , et al . , 2007 ). 
Hay que diferenciar el último caso de flujo del núcleo anular, en el que el  lubricante 
anillo está formado con agua y un aditivo polimérico. El problema relevante en el uso 
de  aditivos  reductores  de  fricción  de  látex  es  la  dificultad  encontrada  cuando  se 
disuelve el material polimérico  contenida en  la emulsión de  látex en  la corriente de 
hidrocarburos ya que las suspensiones poliméricas preparadas para inyección tienen 
una tendencia a separada, cuando se almacena en las oficinas sobre el terreno y los 
equipos  especiales  es  sea  necesario.  El  problema  de  la  preparación,  el 
almacenamiento y la disolución de tales arrastre la reducción de los polímeros se ha 
abordado mediante  la  formación  de un  látex  inicial  suspensión,  y  luego modificarla 
añadiendo  tensioactivos  de  bajo  HLB  y  disolventes  que  mejoran  la  velocidad  de 
disolución  en una  corriente de hidrocarburos  sobre  el  látex  inicial  como se  sugiere 
por  Harris  et  al  .  (  2006  )  .  Uno  consideración  adicional  cuando  el  uso  de  estos 
aditivos  es  que  son  susceptibles  a  la  degradación  de  cizallamiento  cuando  se 
disuelven en hidrocarburos. [24]
CAPITULO I I 
35 
Por  lo  tanto, el paso a  través de una bomba o constricciones severas en un 
oleoducto  puede  cizallar  el  polímero  y  reducir  su  eficacia,  en  algunos  casos  de 
manera  dramática.  En  consecuencia,  es  importante  que  estos  polímeros  sean 
vertidos  en  la  corriente  de  hidrocarburos  que  fluye  en  una  forma  que  logra  las 
características de flujo necesarias. La reducción de la resistencia de un iraní petróleo 
crudo en el flujo de dos fases se estudió para simular el transporte de petróleo crudo 
y gas natural en  tuberías horizontales ( Mowla y Naderi  , 2006 ) . En este caso, se 
utilizó poli (  isobutileno ) como el arrastre reduciendo aditivo y se encontró que una 
dosis de 18 ppm estaba obligada a mantener constante la caída de presión. Autores 
afirman que la reducción de la fricción 
Grafica  2.1  Precipitado  peso  de  la  parafina  del  aceite  con  (línea  discontinua)  y  sin  (línea 
continua) inhibidor. Adaptado de Pedersen y Ronningsen(2003). [24] 
2.2.6  Flujo Anular 
El  flujo  anular  puede  ser  un método  atractivo  para  el  transporte  de  petróleo 
crudo altamente viscoso. En este método de transporte, una película de agua rodea
CAPITULO I I 
36 
la  base del  crudo  y  actúa  como un  lubricante  de modo que  la  presión  de  bombeo 
necesaria para el flujo lubricado sea comparable a la del agua solamente. (Fig. 2.5) 
Fig.  2.5 Esquema de  un  diseño  de  la  tubería  que permite  la  circulación del  núcleo con  los 
aceites pesados después de un período de statu quo. Adaptado de Zagustin et al. (1988b). [24] 
Las fracciones de agua están típicamente en el intervalo de 10 a 30%. Muchos 
estudios teóricos, de laboratorio y pruebas de práctica se han probado en procesos 
reales y han demostrado que la técnica de flujo anular aplicada a los crudos pesados 
es estable. [2] 
Se tiene registro solamente de dos ejemplos industriales utilizando este tipo de 
tecnología, los cuales: 
1.­  Los 38.6  kilómetros de Shell  ,  situado  a  la mitad  del  camino  del norte  al 
depósito de  las  instalaciones centrales en  la sección diez   en California, esta  línea 
fue trabajada durante 12 años. 
2.­ La tubería de 55 kilómetros de San Diego a Budare (Venezuela) utilizado 
para transportar el petróleo crudo pesado de Zuata (9.6 °API). 
El mayor problema de esa tecnología es que los crudos tienden a adherirse a 
la pared, llevando a la restricción y a una obstrucción eventual del sistema de flujo. 
Esta  clase  de  dificultad  puede  ser  agravada  durante  una  operación  al  final 
permitiendo la estratificación del crudo y de la fase de agua, además de requerir una 
presión elevada al recomenzar . [21]
CAPITULO I I 
37 
Por último se observa en la siguiente figura (2.6)  la comparación de los cinco 
métodos existentes en la transportación de crudo pesado: 
Fig. 2.6 Cuadro comparativo entre los métodos existentes en la transportación de crudo pesado. 
2.3 Problemática 
Algunos  problemas  además  de  la  velocidad  son:  Las  condiciones  de 
funcionamiento  (energía  de  la  bomba,  geometría  de  la  tubería,  etc.)  deben  ser 
compatibles con  la estabilidad del  flujo,  y en segundo  lugar,  si el  flujo anular no es 
estable  en  baja  velocidad,  la  parada  y  el  recomenzar  del  flujo  deben  ser  tratado 
específicamente y generalmente con altas presiones. 
A pesar de los problemas mencionados anteriormente, una ventaja enorme del 
flujo anular es que la caída de presión es más pequeña que la del régimen del flujo 
bifásico. 
El  transporte  del  petróleo  crudo  muy  viscoso  es  entonces  posible  con  la 
disminución de caída de presión atreves de una película de agua. [2]
CAPITULO I I 
38 
Otra  solución  para  el  transporte  de  productos  altamente  viscosos  por 
oleoducto  se basa en el  desarrollo  de un  flujo  anular central  (CAF) para  reducir  la 
caída de presión en  la tubería causado por la  fricción. La  idea principal es que una 
película  delgada  de  agua  o  solución  acuosa  puede  estar  situado  adyacente  a  la 
pared  interior  de  la  tubería,  "  lubricante  "  el  fluido  núcleo  interno  que  consiste  de 
crudo pesado, lo que conduce a un gradiente de presión longitudinal reducida y una 
caída  de  presión  total  similar  al  agua  en  movimiento  (Bensakhria  et  al.,  2004; 
Peysson et al, 2007;... Ghosh et al, 2009). El  flujo anular es uno de  los  regímenes 
presentadas por un flujo de dos fases, sino un CAF pleno y estable es muy raro, así 
es más probable que esté presente en el fluido de núcleo de un flujo ondulado. [24] 
Sin  embargo,  el  establecimiento  de  flujo  anular  para  el  transporte  de 
crudo  pesado  implica  problemas  significativos  para  la  aplicación  comercial  en  la 
tubería  de  dedicación  exclusiva  al  régimen de  flujo  anular,  el mantenimiento  de  la 
estabilidad  a  través  de  largas  distancias,  el  ensuciamiento  y  la  corrosión  de  las 
paredes de la tubería, y en particular las dificultades de reiniciar el flujo en caso de un 
paro no previsto. En cualquier operación de bombeo normal de petróleo crudo, que 
puede  esperar  que  las  interrupciones  en  el  proceso  debido  a  un  fallo  mecánico, 
interrupciones  y  rupturas  en  la  tubería  o  las  condiciones  climáticas.  El  intento  de 
restaurar  flujo  anular  mediante  el  bombeo  de  forma  simultánea  un  sistema  de 
múltiples fases con diferentes viscosidades crea picos en la presión de descarga de 
las bombas a  lo largo de la  tubería. Estos grandes picos de presión pueden causar 
graves fallas en la tubería, ya que pueden exceder el máximo permitido presión. Un 
método  básico  para  reiniciar  el  flujo  de  núcleo  con  aceites  pesados  después  una 
larga parada también fue propuesto por Zagustin et al. (1988b).
CAPITULO I I 
39 
2.3.1  Antecedentes del Flujo Anular 
Esta  técnica  ha  sido  considerado  durante  mucho  tiempo,  Isaacs  y  Plazos 
(1904) mencionaron la posibilidad de la canalización de fluidos viscosos .Una tubería 
comercial  dedicado  a  transporte  de  petróleo  pesado  a  través  de  flujo  anular  no 
estaba en funcionamiento hasta la década de 1970 (Peysson et al, 2007; Bensakhria 
et  al,  2004.  )  .  El  ducto  es operado por Shell  cerca  de Bakersfield,  California,  que 
afirma han transportado cantidades significativas de petróleo crudo de alta viscosidad 
con lubricación de agua. Desde entonces, varios trabajos fueron dedicados a la CAF 
régimen y algunos comentarios se han escrito (Joseph et al, 1997.; Oliemans, 1986). 
Sin embargo, los saltos de inestabilidad capilar el núcleo interno a baja velocidad y la 
estratificación se produce en el sistema. [24] 
Poettmann (1975) sugiere la aplicación de un anillo anular de  solución micelar 
relativamente  barato  para  rebajar  la  resistencia,  formando  una    película  temporal 
sobre  el  interior  de  la  tubería.  Este  sistema  micelar  que  contiene  agentes 
tensioactivos, hidrocarburos, y el agua puede estar manteniéndose en la pared de la 
tubería por medio de inyecciones repetidas para ser absorbido gradualmente en los 
líquidos transportados. Es útil en tuberías comerciales donde el transporte de fluidos 
de  alta  viscosidad  al  arrastre  requiere  la  reducción  de  películas  y  es  seguido  por 
fluido líquidos que no requieren este tipo de películas. La solución micelar puede ser 
agua  o  soluciones micelares  de  aceite  externo.  Tuberías  de edad  que  han  estado 
expuestos a los aceites crudos son generalmente aceite húmedo, por lo que el agua 
con  soluciones  micelares  tenazmente  se  adhieren  a  la  superficie  de  la  tubería  y 
presentar  una  superficie  lisa  para  el  fluido  que  está  siendo  transportado.  Sin 
embargo,  el  agua  puede  combinarse  con  el  petróleo  a  través  de  la  tuberia,  la 
formación  de  una  alta  viscosidad  de  la  emulsión  agua/aceite.  Chilton  y  Handley 
(1958)  proponen  un  sistema  de  tuberías  con  agua  unidades  de  inyección  y  de 
extracción de agua y con el fin de minimizar el agua utilizada, la inyección se lleva a 
cabo en varios puntos alrededor de la circunferencia de  la  tubería. Ellos mencionan 
que  la adición de productos químicos tales como hexametafosfato de sodio al agua
CAPITULO I I 
40 
aumenta la capacidad del agua para adherirse a la tubería y desplazar las películas 
de  aceite. [24], sin  formar  una  emulsión.  Broussard  et  al.  (1976)  desarrollaron  una 
solución al problema de paso de un sistema de flujo en los núcleos a través bombas 
de refuerzo en una tubería sin separación previa del  fluido aceite­agua. La solución 
alternativa es agregar más agua u otro líquido menos viscoso después de la bomba 
para  permitir  la  circulación  del  núcleo  de  la  resultante  emulsión,  posteriormente  la 
emulsión se  rompe mediante  la  aplicación  de  altas  fuerzas de cortea  través de  la 
tubería de flujo a través de tuberías especializadas que restauran el flujo anular. 
Si  bien,  estudios  experimentales  y  analíticos  han  sido  llevado  a  cabo  para 
demostrar que el  flujo anular de núcleo es un método  factible para el  transporte de 
petróleos crudos pesados y extra pesados y de betún en  temperatura ambiente, se 
ha prestado atención a  la  forma en que este patrón de  flujo   se establecerá en un 
tubo  comercial.  La  eficacia  de  la  utilización  comercial  del  núcleo  anular  está 
relacionada  con  su  adaptabilidad  a  sistemas  de  tuberías  existentes.  El 
establecimiento de flujo anular implica no sólo cuestiones técnicas, sino también las 
metodologías  operativas  para  aumentar  la  flexibilidad  del  método,  en  particular,  la 
capacidad de compartir  los tubos con otros  tipos de fluidos que no están en el flujo 
de  el  régimen  del  núcleo.  Zagustin  et  al.  (1988a)  dan  a  conocer  una  solución 
mediante  la colocación de un esférica sellada dentro de  la  tubería en una posición 
deseada.  Una  fracción  de  la  tubería,  se  llena  con  un  fluido  de  baja  viscosidad  tal 
como agua, y  flujo del núcleo de un aceite viscoso, tal como un pesado o adicional 
petróleo crudo pesado,  iniciado después de la primera fracción que ha sido llenado. 
El proceso permite el flujo en los núcleos de aceite viscoso con un fluido no flujo en 
los núcleos en la misma tubería. Con el fin de hacer esto, un segundo sello se coloca 
en  la  tubería  entre  el  flujo  de  aceite  viscoso  en  los  núcleos  y  el  núcleo  de  y  una 
segunda  porción  de  la  tubería  se  llena  con  otro  fluido  entre  el  segundo  sello  y  el 
núcleo de flujo viscoso (aceite).
CAPITULO I I I 
41 
CAPITULO III. FLUJO NUCLEO ANULAR 
3.1 Explicación del Método 
Este  tipo  de  flujo  se  refiere  a  un  fluido  bifásico  que  contiene  un  líquido 
altamente viscoso en el  centro  del  tubo  (crudo) y  un  líquido menos  viscoso  (agua) 
que  lo  rodea  formando  un  anillo,  Figura  3.1  Este  sistema  reduce drásticamente  la 
caída  de presión del  transporte  de  crudo pesado,  ya  que no  tiene  contacto  directo 
con la tubería. 
Fig. 3.1 Dispositivo de inyección. [21] 
En este  régimen de  flujo  anular  el  agua  lubrica  la superficie  de  la  pared del 
ducto donde el crudo se desplaza sin tocar la pared. Se forma un pequeño espesor 
de  capa  de  agua.  La  velocidad  entre  las  fases  es  aproximadamente  lineal  si  la 
diferencia de la viscosidad entre el crudo y el agua es grande. Fig.3.2 
Fig.  3.2  Flujo  de  aceite  en  agua  en  un  régimen  de  flujo  anular  de  núcleo  perfecta. 
Presentación esquemática de la velocidad y la viscosidad perfiles. [25]
CAPITULO I I I 
42 
Para  los  líquidos  con una diferencia en  la  densidad,  la  fuerza de  flotabilidad 
dará un movimiento radial de la base. Si no hay una fuerza de equilibrio aplicada, el 
efecto mayor empujará desde la base a la pared superior de la tubería. 
Se ha demostrado que las ondas en el interface son necesarias para crear suficiente 
fuerza en la lubricación y así equilibrar la flotabilidad. Como se muestra en la fig. 3.3 
Fig. 3.3 Régimen de dos fases 
Para una relación fija de volumen entre el crudo y el agua, el flujo anular no es 
estable  en  baja  velocidad.  La  inestabilidad  capilar  debido  a  la  tensión  superficial 
aparece y rompe  la base. Pero el aumento de  la velocidad estabiliza al capilar y el 
régimen del flujo puede entonces ser observado después. [21] 
3.2 Propiedades del aceite y el agua en el flujo estratificado 
En  la  tabla  3.1  pag.45  se muestra  una  clasificación  de  un  sistema  de  tubo 
horizontal manejando aceite y agua en  flujo multifásicos en el cual  se muestra una 
recopilación  de  diversos  autores  internacionalmente  hablando  .Comenzando  la 
clasificación por: altas viscosidades que van de 1 a 100Pa.s. y una densidad de 960­ 
989 kg/m3; hasta una viscosidad baja de 0.001­0.01 Pa.s con una densidad de 787­ 
828 Kg/m3. 
Los  autores  en  los  diferentes  modelos  experimentales  manejan  aceites 
pesados, aceites minerales, crudos de aceite, Keroseno entre otros. Cabe destacar 
las propiedades que ocupa cada uno de ellos en sus experimentos.
CAPITULO I I I 
43 
Los resultados van a depender de los parámetros seleccionados para nuestro 
sistema,  por  la  selección  del  diámetro  ya  que  entre  más  pequeño  el  diámetro  se 
puede  observas  mayor  velocidad  del  aceite  y  del  agua,  y  entre  más  grande  el 
diámetro  de  nuestro  sistema,  tendremos  una  menor  velocidad  en  los  fluidos.  En 
cuanto  a  las  velocidades del  sistema aceite­agua  entre más alta  sea  la  viscosidad 
mayor será la velocidad del agua y  así viceversa. 
En cuanto a la tensión superficial de un líquido vemos la cantidad de energía 
necesaria  para  aumentar  su  superficie  por  unidad  de  área. Esta  definición  implica 
que  el  líquido  tiene  una  resistencia  en  el  sistema  para  aumentar  su  superficie.  [25] 
Formando diferentes estructuras que son (Ilustración Fig. 3.4): 
Estratificación del flujo core­anular agua­aceite: 
Estratificado perfecto (CAFP) 
Estratificado smoth  (S) 
Estratificada con ondas (WS) 
Estratificada ondas/gotas (WS/D) 
Estratificado con globos de agua (S/Gw) 
Estratificada con mezcla en la interface (S&MI) 
Estratificada mezcla/oil. (S&M/O) 
Figure 3.4 Experimental mapa patrón de flujo de agua y aceite (después Trallero, 1995). [44]
CAPITULO I I I 
44 
En  este  trabajo  se  recopilo  información  de  más  de  30  trabajos  de  las 
propiedades  de  viscosidad,  densidad  y  tensión  interfacial  relacionados  con  la 
estratificación del flujos núcleo anular con diferentes tipos de aceites utilizando agua 
como lubricante. Se agrupo las estructuras geométricas de estratificación en el flujo 
de  oil­water  de  acuerdo  a  intervalo  de  viscosidad  y  densidad  para  diferentes 
condiciones de operación en la zona de mínima velocidad de oil y agua de 0.01­1.3 
m/s, con diámetros entre (0.015­0.1m) el régimen de estratificación como se muestra 
en  la Tabla  (3.1)­pág.45  y  46  Propiedades del  aceite  y  el agua en el  flujo  tubería 
horizontal 
Se  ordenó  4  grupos  de  acuerdo  a  la  prioridad  de    viscosidad,  densidad  y 
tensión interfacial que tienen efecto en la estructura del flujo core­anular y se clasifico 
los tipos fluidos y flujos estratificados de la siguiente manera: 
Grupo  I.  Pertenece  el  fluido  de  Heavy  fuel  oil  con  tipo  de  flujo  S,  WS,  en 
intervalos de alta viscosidad  (1­100 Pa.s), alta densidad  (960­989 kg/m3) y  tensión 
interfacial (26­30 mN/m ) 
Grupo II. Pertenecen los fluido: crude oil, oil mineral, motor oil con tipo de flujo 
flujo ST,WS, en intervalos de viscosidad alta (0.1­1 Pa.s), densidad (828­940 kg/m3), 
y tensión interfacial (20­ 34 mN/m ) 
Grupo  III.  Pertenecen  los  fluidos:  Mineral  oil  y  oil  con  tipos  de  flujos 
S,S&MI,WS&G, en intervalo de viscosidad (0.01­0.1 Pa.s), densidad( 794­896 kg/m3) 
y tension interfacial (20­49 mN/m). 
Grupo IV. Pertenecen los fluido: oil, kerosen y baseline con tipos de flujos de 
SG, WS, WSM&I, WSG, WS&D, SM/O, SM/A, con intervalos de viscosidades (0.001­ 
0.01 Pa.s), densidad (787­828 kg/m3) y tensión interfacial (17­45 mN/m).
CAPITULO I I I 
45 
Tabla 3.1 Propiedades de los aceites y tipos de flujo aceite­agua 
Densidad del aceite (  aceite), viscosidad (µaceite) y tensión interfacial(  interfacial) 
I.Ultra viscoso 1­100 Pa.s , densidad 960­989  kg/m3.  II. Viscosidades altas  0.1­1 
Pa.s, densidad 828­940 
Tipo de aceite  aceite 
Kg/m 3 
µaceite 
Pa.s 
interfacial 
mN/m 
Diámetro 
de tubo 
m 
Velocidad 
de aceite 
m/s 
Velocidad 
de agua 
m/s 
Tipo 
de 
flujo 
Autor 
I.Ultra viscoso 
Combustible 
pesado  989  2.7  26.3  0.025  0,061‐0,65  0,20‐1,16  S,WS  Arney (1993 
Crudo pesado800  4.74  30  ‐  ‐  ‐  ‐  Banwart 2004 
Combustible 
pesado  989  2.7  30  0.0225  ‐  ‐  WS 
Banwart 
(1998) 
Combustible 
pesado  960  18  30  0.0225  ‐  ‐  WS 
Vanegas 
(1999) 
Combustible 
pesado  975  3  30  0.05  1  ‐  WS 
Oliemans 
(1986) 
II.Viscosidades 
altas 
Aceite mineral 
889 
0.91 
9  20  0.04  0.69  1  WS  Stogia (2008) 
Aceite 
828  0.3  34  0.026  0.15  0.15  WS 
Castro 
(2012) 
Aceite  890  0.9  20  0.021  0.71  1  S,WS  Poesio 2012 
Aceite 
824  0.28  27.5  0.026  0,3‐0,15  0,1‐0,15  WS 
Rodriguez 
(2012) 
Aceite Crudo  940  0.5  21.6  ­  ­  ­  ‐  Santos(2006) 
Aceite crudo  925  0.5  29  0.0284  ‐  ‐  WS  Banwart2000 
Aceite de motor  910  0.6  22.5  0.0095  0,9‐0,69  0,09‐0,84  WS  Bai (1995)
CAPITULO I I I 
46 
Tabla 3.1 Propiedades de los aceites y tipos de flujo aceite­agua 
Densidad del aceite (  aceite), viscosidad (µaceite) y tensión interfacial(  interfacial) 
III. Viscosidades moderadas 0.01­0.1 Pa.s, densidad 794­896 kg/m 3 . IV. 
Viscosidades bajas 0.001­0.01 Pas , densidad  787­828 kg/m 3 . 
Tipo de aceite  aceite 
Kg/m 3 
µaceite 
Pa.s 
interfacial 
mN/m 
Diámetro 
de tubo 
m 
Velocidad 
de aceite 
m/s 
Velocidad 
de agua 
m/s 
Tipo de 
flujo 
Autor 
III.Viscosidades 
moderadas 
Aceite mineral  850  0.02  33.5  0.05  ‐  ‐  Flores(1997) 
Aceite mineral  850  0.03  36  0.05  0.8  0.5  S,S&MI  Trallero (1997) 
Aceite  896  0.0218  44.8  0.0394  1.4  1.3  S,S&MI  Guzhov1973 
Aceite  794  0.0296  36  0.0375  0.85‐1.7  WS&G  Valle‐Kvandal 
Aceite mineral  876  0.012  20.1  0.0254  0.9  0.6  S,WSTDC  Yusuf 2012 
Aceite 
841 
0,022‐ 
0,035  30  0.059  2  1.5  S&MI  Nädler 1997 
IV.Viscosidades 
bajas 
Aceite  830  0.0075  20  0.08  1.4  1.4  S,S&MI  Hadzabdic´(2007) 
Exxol D‐140  828  0.006  39.6  0.038  0,8‐3  ‐  Angely( 2004) 
Aceite  825  0.006  39.6  0.038  0,8‐3  WSDC  Lovick (2004) 
Keroseno  796  0.0021  24  0.063  0,2‐0,4  S,S&MI  Hasan (2007) 
Keroseno  801  0.0016  17  0.0243  0,5‐1,5  SW,S&D  Soleimani (1999) 
Keroseno 
801  0.0016  17  0.024  1,1‐1,7 
SW,S&D, 
SM/O,  Angely( 2000) 
Baselina  825  0.002  40  0.1  0,5‐3  0,01‐1  S&G  Cai (2012) 
Keroseno  787  0.0012  45  0.075  0,03‐0,15  0,03‐0,2  S,S&D  Raj (2005) 
Aceite  828  0.0055  39.6  0.038  0,05‐0,55  0.05  WSDC  Al Wahabi (2007) 
Aceite  754  0.00138  30  0.0508  0.8  0.8  WSDC  Cox (1985) 
Keroseno 
787  0.0012  45  0.0254  0,03‐0,15  0,03‐0,2  S,S&MI 
Chakrabarti 2005 
y Raj 2005
CAPITULO I I I 
47 
3.3 Modelaciones Matemáticas 
3.3.1 Modelos con viscosidades bajas 
3.3.1.1 DE M. HADZIABDIC , R.V.A. OLIEMANS, 2007 
MODELO DE DOS­FLUIDOS  [11] 
En el enfoque de dos  fluidos,  las ecuaciones de momento se resuelven para 
cada fase con una suposición de que no tenga mezcla y  se produzca en la interfaz. 
La interfaz se supone que es plana. Las ecuaciones de momento para los dos fluidos 
se puede escribir como: 
0 sin g 
Au 
Si 
Au 
Su u 
dx 
dP 
u i 
0 sin 
1 1 
1 1  1 g A 
Si 
A 
S 
dx 
dP 
i 
Donde P es  la presión, S  representa el esfuerzo de la pared cizallamiento, S 
son  los  perímetros  de  la  pared  de  la  parte  superior  en  fluidos  inferior, 
respectivamente,  de  Si  es  el  perímetro  interfacial,  A  es  el  área  de  sección 
es la densidad, g es la aceleración de la gravedad y A es el ángulo de 
inclinación  respecto  de  la  horizontal.  La  u  sub  índice,  y  Se  me  refiero  a  la  fase 
superior, la fase inferior y la interfaz, respectivamente. 
La eliminación de la caída de presión a partir de las ecuaciones. (1) y (2), se 
obtiene la siguiente ecuación: 
0 sin ) ( 1 1 
1 
1 
1 1  g A Au 
S 
Au 
Su 
A 
S 
u 
l 
i i u
CAPITULO I I I 
48 
Las  tensiones  de  cizallamiento  en  la  pared  que  actúan  sobre  cada  fase  se 
expresan como una  función de  la  fase de mayor velocidad U y un correspondiente 
factor de fricción f: 
UIUI f 
2 
1 
2 1 . 1 
10 
1500 < Re if 
Re 
16 
7 . 3 Re 
9 . 6 log 6 . 3 
h D 
e f 
si  Re   >  1500 
Para  U1 > Uu  ,  i l 
l 
hl  S S 
A D  4 
y 
, 
4 
u 
u 
hu  S 
A D 
Para U1 <  Uu,  1 
1 4 
S 
A D hl 
y  i u 
u 
hu  S S 
A D  4 
2 ) ( 
2 
1 
u l f i i  U U f 
3.3.1.2 MODELO HOMOGENEO  [11] 
El modelo homogéneo trata una mezcla de las fases como un único fluido con 
las propiedades medias definidas como 
0 0  w w m 
, 0  ws s m  U U U 
0 sin 
2  2  g 
D 
U f 
dx 
dP 
m 
m m m 
, 0  ws s m  U U U
CAPITULO I I I 
49 
. log 1108 . 0 5 . 0  10 , 
w 
o 
crit w C 
3.3.1.3 MODELO DE DOS DISPERSIONES (TDM)  [11] 
Dos  rutas  diferentes  para  la  representación  de  arrastre, dentro de modelado 
de  dos  fluidos,  se  han  explorado.  En  el  primera  ruta,  asumimos  que  las  gotas 
arrastradas  forman  una  dispersión  estable  en  las  capas  superior  e  inferior 
estratificadas. 
Denotamos  este  enfoque  como  el  modelo  de  dos  dispersiones.  En  realidad 
podría  ocurrir  esta  condición,  si  las  fuerzas  de  inercia  en  la  capa  continua  son 
suficientes  para  superar  las  fuerzas  de  flotación  que  tienden  a  arrastrar  las  gotas 
arrastradas  de  nuevo  a  la  capa  de  origen.  Los  parámetros  de  arrastre,  en  este 
enfoque, se definen como: 
, _ 
Ao 
A 
E  droplets o O 
, _ 
Aw 
A 
E  droplets w w 
, 1  0 . 1  o o w w  E A E A A 
, 0 . 1  w w o o u  E A E A A 
, 
1 
1 
1  A 
E A E A  w w w o o o 
. 
1 
u 
w o o w w w 
u  A 
E A E A 
, 1  o o w w u u os  E A U E A A U A U
CAPITULO I I I 
50 
. 1 1  w w u o o os  E A U E A A U A U 
, 
1 
1 
1 
u 
w w 
o o 
ws os o o os 
us 
A 
A A E A E A 
U U A E U A U 
, 
1 A 
A A E A E A 
U U A E U A U 
u o o 
w w u 
os ws w w ws u 
ls 
, 
u 
w w 
wu  A 
E A 
, 
1 
1 A 
E A  w w 
wl 
3.3.1.4 MODELO DE DOS FLUIDOS CON ARRASTE (TFE)  [11] 
En  el  segundo  enfoque,  se  supone  que  las  gotas  arrastradas  intercambian 
impulso  con  la  capa  continua  después  de  lo  cual  se  ven  obligados  de nuevo  a  la 
capa de origen debido a  las  fuerzas de  flotabilidad. Con el  fin de utilizar el hold­up 
para el cálculo de la altura de la capa de agua, la tasa de arrastre tiene que ser igual 
a  la  velocidad  de deposición  de  las  gotas  arrastradas.  Este  escenario  es  probable 
que ocurra cuando las velocidades de aceite y agua son relativamente pequeños, por 
lo  que  las  fuerzas  de  inercia  no  son  lo  suficientemente  fuertes  para  superar  las 
fuerzas  de  flotación  que  tienden  para  restablecer  la  condición  totalmente 
estratificado. 
Si  consideramos  las  capas  de  agua  y  aceite,  al  haber  dos  volúmenes  de 
control,  los  términos  de  convección  en  las  ecuaciones  de  movimiento  se  definen 
como sigue: 
, o w o w w o o w o o w w w w w w j wj w w  E E U U U E U E U E U E U m U m dS U U
CAPITULO I I I 
51 
, o w o w o w w o w w o o o o o o j oj o o  E E U U U E U E U E U E U m U m dS U U 
w ie o o o 
w ie w w w 
, 0 1 sin  o w o w 
o 
o 
o 
i 
i 
o 
o 
o  e e U U A 
g 
A 
S 
A 
S 
dx 
dP 
. 0 1 sin  o w o w 
w 
w 
w 
i 
i 
w 
w 
w  e e U U A 
g 
A 
S 
A 
S 
dx 
dP 
3.3.2 Modelos Con Viscosidades Intermedias 
3.3.2.1 MODELO DE ZHANG ET AL., 2010  [22] 
El agua se produce junto con el petróleo pesado, ya sea durante la producción 
primaria  o  la  recuperación  mejorada  de  petróleo.  Por  lo  tanto,  el  flujo  de  agua  y 
aceite es una ocurrencia común en  la producción de crudo pesado y  transporte. El 
diseño  del  sistema  de producción  es  fuertemente  dependiente  de  las  predicciones 
exactas del comportamiento de flujo de aceite­agua. Las predicciones de los modelos 
mecanicistas previos de gradiente de presión y el hold­up se ponen a prueba con los 
datos obtenidos, y las discrepancias significativas se identifican, en especial para el 
flujo  horizontal  (Vuong  2009).  El  rendimiento  del  modelo  es  dependiente  en  gran 
medida de las predicciones de la inversión, la distribución y la interacción de fase. 
) ( ) ( 1  2 1 2 
1 
2 2